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SELECCIÓN DE DPSs EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE BAJA TENSIÓN ALTAMENTE EXPUESTOS A DESCARGAS ELÉCTRICAS ATMOSFÉRICAS
Carlos Alberto Avendaño A Henry Felipe Ibáñez O
Helmuth E. Ortiz S.
Grupo de Protecciones Eléctricas de la Universidad Distrital­ GIPUD
Universidad Distrital “Francisco José de Caldas”
Facultad Tecnológica Bogotá ­ Colombia
Resumen: Este articulo presenta una alternativa adicional a la metodología propuesta por la norma internacional IEC 61312 en lo referente a la selección de Dispositivos de Protección contra sobretensiones Transitorias “DPSs” en sistemas eléctricos de baja tensión altamente expuestos a un impacto directo de rayo; La propuesta plantea el uso de nuevas ecuaciones, las cuales se obtuvieron del análisis realizado con múltiples simulaciones hechas en EMTP/ATP. Palabras Clave: Rayo, Sobretensión , Dispositivos de Protección DPSs, EMTP/ATP
Abstract: The purpose of this paper is present additional alternatives to those presented in the international Standard IEC 61312, concerning the selection of SPDs for the Protection Zone LPZ1, for low Voltage AC power Circuits highly exposed to direct lightning impacts, through the use of the Software ATP and the inclusion of new equations obtained by simulation techniques.
Keywords: Ligthning, Overvoltage, SPDs, EMTP/ATP INTRODUCCIÓN Las instalaciones eléctricas, cuentan hoy en día con un grado de diversidad que involucran un gran número de sistemas como: redes de datos y comunicaciones, sistemas de control y regulación, los cuales son ahora parte integrante de nuestra vida, hasta el punto que parecería imposible no poder contar con ellos en la mayoría de procesos de producción, de los centros informáticos, en la construcción o la administración e incluso en el ámbito de la vida privada. En el corazón de tales instalaciones se encuentran circuitos electrónicos altamente integrados, que concentran en unos milímetros cuadrados miles de unidades funcionales distintas. Se esconde allí toda la efectividad de proceso, pero también la vulnerabilidad de la instalación. Entre los factores de interferencia potenciales más peligrosos se encuentran las sobretensiones cuya importancia no se ha valorado suficientemente aún. Las perturbaciones atmosféricas (descargas eléctricas atmosféricas) o los procesos de conmutación en las redes eléctricas, pueden provocar gravísimos daños a equipos electrónicos y eléctricos, a instalaciones eléctricas y de transporte de información o datos e incluso provocar muertes humanas, todo lo anterior agravándose con paros en producción, reposición de equipos, pérdidas de materia prima, entre otros.
Para evitar tales problemas conviene tomar medidas preventivas en cuanto a seguridad. Para esto se deben evaluar el nivel de riesgo del sistema ante la eventualidad que un impacto de rayo ponga en peligro: Vidas humanas, procesos industriales, continuidad de servicios, etc. Donde el riesgo es mayor al 80%, se dice que es un sistema altamente expuesto y las medidas a implementar son especiales; Para estos sistemas se deben implementar Dispositivos de protección contra sobretensiones “DPSs capaces de evacuar a tierra corrientes parciales de rayo, al igual que limitar las sobretensiones a valores seguros, para evitar así el riesgo de incendio y el daño de equipo eléctrico y electrónico. Para sistemas con un nivel de riesgo menor al 80%1 se dice que son sistemas en los cuales la probabilidad que un rayo impacte directamente sobre el es mínima. Sin embargó en dichos sistemas se deben implementar DPSs que limiten las sobretensiones por inducción electromagnética [1]. 1. ZONAS DE PROTECCIÓN CONTRA RAYOS.
En casos de impactos directos en un sistema de protección externo contra rayos “SPE” la corriente generada se descarga hacia el sistema de puesta a tierra a través de las Múltiples acometidas de Servicios (Acometida eléctrica, ductos metálicos, cables de comunicación, etc). Tanto por la circulación de corrientes parciales de rayo por los diferentes caminos a tierra, al igual que por los campos electromagnéticos generados por estas, se producen sobretensiones transitorias al interior de los sistemas eléctricos. Para minimizar estos peligrosos potenciales, se define un número cualquiera de zonas de protección, en las cuales se reducirá paulatinamente tanto la corriente transitoria como los campos electromagnéticos al interior de ellas Ver figura 1 y 2. Cada zona de protección tendrá una frontera equipotencial. Las Zonas de protección se definen así:
Zona de protección 0A (LPZ 0A): Cualquier elemento puede ser impactado por un rayo. El campo electromagnético no es atenuado y se presentan corrientes totales de rayo.
Zona de protección 0B (LPZ 0B): Esta zona no esta sujeta a impactos directos de rayo, pero al igual que en la zona 0A el campo electromagnético no es atenuado.
Zona de protección 1 (LPZ1): Corrientes parciales de rayo pueden fluir. El campo 1 La mayoría de las edificaciones son menores a este nivel electromagnético es atenuado por medidas de apantallamiento o blindajes. Zona de protección 2,3, etc (LPZ2): La corriente como el campo electromagnético que llegan a esta zona son reducidas por la zona anterior. En esta Zona se atenúan aun más la corriente como el campo que pueda llegar a las otras Zonas.
Todo elemento metálico que ingrese a una zona de protección debe ser equipotencializado en la frontera de dicha zona, ya sea a través de conductores o por medio de DPSs.
Figura 1. Zonas de protección
Figura 2. Atenuación de sobretensiones en Zonas de protección
2 SOBRETENSIÓN POR IMPACTO DIRECTO
En la eventualidad de una descarga electrica atmosférica sobre una edificación (la cual se supone protegida contra rayos), gran parte de la corriente fluirá a través de la puesta a tierra del sistema de protección externo, presentándose elevadas diferencias de potencial entre las partes metálicas referenciadas a tierra y las acometidas de servicios que ingresan al sistema. Un caso típico de esta situación es la sobretension que se presenta entre los conductores activos de la acometida eléctrica y el barraje de tierra de la instalación Ver figura 3; Si las sobretensiones no son controladas a través de dispositivos de protección contra sobretensiones DPSs, se presentara falla en el aislamiento eléctrico de los equipos conectados a dicho sistema; Además se pueden originar corrientes de corto circuito en las barras del tablero principal con una alta probabilidad de incendio2.
Los parámetros de la corriente parcial de rayo a tener en cuenta en la selección de un DPS, dependen de los siguientes factores [2]: •
Nivel de protección del sistema contra rayos
•
Impedancia de puesta a tierra de las diferentes acometidas de servicios
•
Tipo de fuente de alimentación ( monofásica, trifásica, trifilar, tetrafilar, etc)
•
Configuración del sistema
Figura 3. Sobretensiones por impacto directo.
2 SELECCIÓN DE DPSs EN FRONTERA LPZ1 BAJO IEC 61312
A continuación se describe la metodología propuesta por la norma internacional IEC 61312, en la selección de DPSs en la frontera LPZ1 [2].
Al impactar una descarga atmosférica sobre el sistema de protección externo (es decir en la zona LPZ 0A), la corriente de rayo se divide en los caminos trazados por todas las 2 Si la falla en el aislamiento eléctrico, se presenta antes del totalizador no hay elemento de protección que extinga el corto circuito.
acometidas de servicios, tales como: ductos metálicos, electricidad, comunicaciones, etc. La corriente parcial de rayo If correspondiente a cada acometida de servicio, depende del número de acometidas, de la resistencia de puesta a tierra equivalente y de la resistencia de puesta a tierra equivalente del sistema de protección contra rayos. Ver figura 4.
Figura 4. Circuito equivalente de distribución de corrientes parciales de rayo en acometidas de servicio.
La carga parcial de rayo (Qf) para cada acometida de servicio se puede hallar a través de la siguiente ecuación:
Ecuación (1)
Donde:
Qf: Carga parcial de rayo por acometida de servicio
Z:
Impedancia de puesta a tierra equivalente del sistema de protección contra rayos3
Z1:
Impedancia de puesta a tierra equivalente de las acometidas de servicios.
n: Numero global de acometidas de servicios (ductos metálicos, acometidas 3 Una buena aproximación, es generalmente suficiente utilizar el valor óhmico de los cables como de la resistencia de puesta a tierra.
eléctricas, etc.)
Q:
Carga equivalente de las componentes del rayo de corta duración (primera descarga y subsecuentes) en un impacto directo de rayo en el SPE (esta carga se escoge de acuerdo con el nivel de protección requerido)4 [2]
La carga parcial de rayo Qf correspondiente a una acometida eléctrica se distribuye por su número de hilos conductores, ya sea vía un DPS o por conexión directa de un conductor a tierra, en una proporción que depende del número de ellos, como de su esquema de conexión a tierra (ver figura 5). La carga parcial de rayo por cada hilo conductor de la acometida eléctrica, esta dado por la siguiente ecuación:
Ecuación (2)
Donde:
Qphase: Carga parcial de rayo por fase en el DPS.
m:
Numero de hilos conductores de la acometida eléctrica.
Figura 5. Distribución de corriente parcial de rayo If en sistema Eléctrico 3 DETERMINACIÓN DE NUEVAS ECUACIONES PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE 4 El valor de esta carga se escoge de acuerdo al nivel ne protección del SPE así: Nivel I 100C, Nivel II 75 C, Nivel III­
IV 50 C DPSs EN FRONTERA LPZ1 La metodología IEC descrita anteriormente no tiene en cuenta la longitud de la acometida eléctrica para el cálculo de If, Qf, Qphase. Para poder determinar nuevas ecuaciones en función de la longitud de la acometida, se modeló en EMTP/ATP un sistema eléctrico de baja tensión, variando la longitud de la acometida y simulando un impacto directo de rayo. Con la información obtenida (Magnitud de corriente y carga por los sistemas de puesta a tierra; magnitud de corriente y carga por los conductores de la acometida Electrica), se realizó una regresión lineal para determinar Qf, Qphase en función de la longitud de la acometida. A continuación se describe con mayor detalle cada uno de los pasos:
3.1Simulación del sistema Eléctrico
El paso inicial es el hallar un modelo del circuito de la configuración del sistema, al cual se le aplicará un impulso de corriente en forma de onda 10/350µ S5, con un valor igual al estipulado para el nivel de protección del sistema [2] [3].
El modelo del circuito se presenta en la figura 6, y las características de los elementos son las siguientes:
Transformador: Se trabajará con el modelo para altas frecuencias, para el cual se incluyen las capacidades de los devanados a tierra, y entre devanados [4].
Conductores de acometida: Se trabajará el modelo Jmarti (impedancia dependiente de la 5 Esta forma de onda simula el comportamiento de una descarga eléctrica atmosférica (ver norma IEC 61312) [2]
frecuencia) para líneas aéreas, variando la longitud de la acometida en un rango entre 10 y 800 metros. Resistencias de puesta a tierra: Se trabajará con el modelo serie RL que tenga en cuenta la longitud de los conductores de toma de tierra. Se despreciará las descargas parciales al interior de la tierra.
SPDs: Se utilizó el modelo para varistores de ZnO
Fuente de corriente: Se utilizó el modelo tipo impulso ajustando los tiempo de frente y cola para una onda 10/350 µ S. Se ajusto la ,magnitud del impulso en 200KA y su carga en 100C. Figura 6. Modelo del circuito implementado en EMTP/ATP para el cálculo de corrientes y cargas por los conductores de la acometida del sistema.
3.2 Formas de onda obtenidas
Algunas de las formas de onda obtenidas se muestran en las figuras 7y 8
Figura 7. Carga en Sistema de puesta a tierra del Pararrayos.
Figura 8. Corrientes parciales de rayo. En orden ascendente se tiene: Corriente por fase, Corriente por neutro, Corriente por sistema de protección contra rayos, Corriente total de rayo..
3.3 Ecuación para cálculo de Qf
Se tomaron los valores de Qf para cada uno de las simulaciones realizadas y se observó que dicho parámetro no es función de la distancia; Además se observó que dichos valores se aproximan en gran medida a los valores encontrados por el método tradicional (Ecuación 1). En la tabla 1 se resumen algunos valores. Se puede concluir que el parámetro fundamental para la evaluación de If es la resistencia de puesta a tierra de los sistemas involucrados. Entonces :
Ecuación (1)
Tabla 1. valores de Qf e If en función de la distancia.
Carga parcial de rayo en sistema eléctrico
Qf (C) y equivalente en Corriente 10/350 uS If (KA)
ATP
IEC 61312
corta
(60m)
media
(250m)
Larga
(400m)
33.3 C
33 C
32 C
32 C
Extra
Larga
(800m)
32 C
63.8
KA
63.2
KA
61.3
KA
61.3
KA
61.3
KA
3.4 Ecuación para cálculo de Qphase
Para hallar la dependencia entre la longitud de la acometida y la carga parcial de rayo en cada uno de los conductores, se realizaron diferentes simulaciones variando la longitud de la acometida entre 10m y 800m, registrando las cargas parciales por cada uno de los conductores de la acometida. Algunos valores se resumen en la tabla 2. Tabla 2. Carga en conductores de acometida eléctrica en función de la longitud de la acometida y comparación con valores obtenidos por ecuación 2.
Parám
etro
ATP
60m
Q neutro
Q phase
Average
Q phase
máxima
400m
800m
17.0 32.5 14.2 27.2 13.0 24.9 11.5 22.0 C
KA
C
KA
C
KA
C
KA
5.3
C
10.2 5.93 11.4 6.33 12.1 6.8
KA
C
KA
C
KA
C
13.0 KA
7.8 14.9 8.64 16.5 8.35 16.0 8.0
C
KA
C
KA
C
KA
C
15.3 KA
IEC
Q neutro
Q phase
250m
8.25 C
15.8 KA 10/350 µS
8.25 C
15.8 KA 10/350 µS
Realizando la regresión lineal se encontró la siguiente ecuación que relaciona la carga por cada uno de los conductores en función de la longitud de la acometida (ver ecuación 3 y 46). Los valores fruto de la simulación se muestran en las figuras 9 y 10.
Ecuación (3)
Ecuación (4)
6 Para hallar las ecuaciones 3 y 4 se realizó una regresión tipo potencial, para las cuales se encontró un coeficiente de correlación R2= 0.996
Donde:
Qn: Carga parcial de rayo por el neutro
Qf:
Carga parcial de rayo por acometida de servicio (ecuación 1)
Qphase: Carga promedio de rayo por fase X: Distancia en metros de la acometida eléctrica
Figura 9. Carga por el neutro en función de la longitud de la acometida.
Figura 10. Carga promedio por las fases en función de la longitud de la acometida.
4 COMPARACIÓN ECUACIONES IEC VS NUEVAS ECUACIONES En la tabla3 se presentan los valores requeridos por los DPSs en la acometida eléctrica, calculados por las nuevas ecuaciones propuestas, como por las sugeridas por IEC.
Tabla 3. Parámetros DPSs. Método IEC vs. Nuevas ecuaciones..
Parámetros DPSs por fase Frontera LPZ 0A­ LPZ1
Parámetro
IEC
Carga neta por fase 8.25
Qphase (C)
Corriente equivalente 15.8
10/350 µ s (KA)
ATP
60m
250m
400m
800m
5.2
6.36
6.69
7.13
10.0
12.2
12.8
13.7
Nivel de protección (kV)
Máxima tensión continua
(Vrms)
< 4
< 4
< 4
< 4
< 4
150
150
150
150
150
Se puede apreciar que la metodología IEC es conservadora ya que las características técnicas exigidas son superiores a las arrojadas por las nuevas ecuaciones. Sin embargo para acometidas largas los resultados son similares. Una posible explicación se basa en que a mayor longitud mas parecidas serán las impedancias de las líneas de fase con respecto a la del neutro7. Logrando así que las corrientes parciales se distribuyan uniformemente entre los conductores de la acometida eléctrica. 5 CONCLUSIONES

La metodología descrita por IEC en el cálculo de corrientes parciales de rayo If que circulan por las acometidas de servicio, presenta una gran aproximación, además de ser un método muy fácil de aplicar, ya que no depende sino únicamente de las resistencias de puesta a tierra. 
Se puede concluir que la metodología IEC es conservadora ya que las características técnicas exigidas son superiores a las arrojadas por la simulación; 7 En acometidas largas, la impedancia de los conductores de la acometida son mayores que las impedancias de los devanados del transformador.
sin embargo cubre todas las posibles topologías.

Para sistemas Eléctricos de baja tensión con neutro aterrizado, se pueden emplear la ecuaciones 4 para el cálculo de las cargas y corrientes parciales de rayo, a las cuales deben estar diseñados los DPSs.
6 BIBLIOGRAFÍA
[1] International Electrotechnical Commission (1995). Standard IEC 61662 “Assessment of the risk of damage due to lightning”. Génova, Suiza.
[2] International Electrotechnical Commission (1997). Standard IEC 61312 “Protection against Lightning Electromagnetic Impulse”. Génova, Suiza.
[3] International Electrotechnical Commission (2000). Standard IEC 61024­1­1 “Protection of structures against Lightning. Guide A: Selection of protection levels for lightning protection systems”. Génova, Suiza.
[4] Torres, H. y Otros. Modelo de transformadores de distribución para fenómenos transitorios. Universidad Nacional de Colombia. Bogotá, 1995.
IE. Carlos Alberto Avendaño Avendaño: E­mail: [email protected]
Ingeniero Electricista Universidad Nacional de Colombia (1998), Especialista en Alta Tensión Universidad Nacional de Colombia (2001). Profesor de planta Universidad Distrital “Francisco José de Caldas” adscrito al proyecto curricular de Tecnología en Electricidad, Director del grupo de investigación GIPUD.
IE. Henry Felipe Ibáñez Olaya: E­mail: [email protected]
Ingeniero Electricista Universidad Nacional de Colombia (1994), Especialista en Control y Automatización, Profesor de planta Universidad Distrital “Francisco José de Caldas” adscrito al proyecto curricular de Tecnología en Electricidad, Investigador grupo GIPUD.
E.E. Helmuth Edgardo Ortiz Suárez: E­mail: [email protected]
Ingeniero Electricista Universidad Nacional de Colombia (1998), Profesor de planta Universidad Distrital “Francisco José de Caldas” adscrito al proyecto curricular de Tecnología en Electricidad, Investigador grupo GIPUD.